Лукутин Б.В. и др. Возобновляемая энергетика в децентрализованном электроснабжении

Подождите немного. Документ загружается.

131

Величина коэффициента полезного действия ДВС равна отноше-

нию полезной мощности на выходном валу двигателя

к мощности,

выделяющейся при сгорании соответствующего количества топлива

=η

Зная теплоту сгорания дизельного топлива

Н и часовой расход

топлива станции

G можно определить значение η

для различных ко-

эффициентов загрузки ДВС. В расчетах принят удельный расход то-

плива 230–250 г/кВт⋅ч, соответствующий установленной мощности

станций в диапазоне сотен кВт и учтены типичные расходные характе-

ристики дизельного двигателя [5]. Результирующее выражение для КПД

ДВС дизельной электростанции приближенно может быть представлено

в виде

)1(

н1

нн

GКGК

хххх

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−+

=η

где

– номинальный расход топлива станции; Р

, Р

1н

– фактиче-

ская мощность нагрузки станции и номинальная;

хх

– коэффициент,

характеризующий топливопотребление дизеля на холостом ходу. Гра-

фически данная зависимость

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

==η

н1

представлена кривой,

показанной на рис. 25.

Рис. 25. Зависимость КПД ДВС – η

и КПД генератора η

от

коэффициента загрузки

0,2

0,4

0,8

1,0

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

1,2

132

Коэффициент полезного действия электрической машины η

процессе ее эксплуатации зависит в основном от степени ее загрузки.

Типичная зависимость

= f(К

) при неизменном напряжении, неиз-

менной частоте вращения и неизменном коэффициенте мощности пока-

зана на рис. 25 [6].

Потери электроэнергии в линиях электропередач определяются

величинами тока и сопротивления

=Δ , где

Δ – мощность по-

терь в линии;

I – ток линии, R – активное сопротивление линии. Соот-

ветственно, коэффициент полезного действия ЛЭП, в частности ЛЭП 3

равен

()

нз2

RIКР

РР

−

Δ−

=η

где

−=

коэффициент загрузки линии по току; I, I

– фактическое

и номинальное значение тока.

Принимая допустимые относительные значения потерь мощности

в ЛЭП 5–7%, получаем минимальный КПД ЛЭП около 0,93, соответст-

вующий ее номинальной загрузке.

Рис. 26. Зависимость коэффициента использования энергии ветра ВЭС

от его скорости

Степень использования ветродвигателем энергии ветра определя-

ется коэффициентом использования энергии ветра

С, зависящего от ти-

па ветродвигателя и режима его работы. Практически, для современных

ветродвигателей величина

С не превышает значений 0,45–0,5. Стремле-

ние повысить энергоэффективность ветродвигателя приводит к тому,

что в диапазоне скоростей ветра от пусковой до расчетной номинальной

0,2

0,4

0,8

1,0

C/C

V/V

, о.е.

P = var

C = C

= const

min

max

C = var

= const

133

ветротурбина работает с максимальным значением коэффициента ис-

пользования энергии ветра, а с дальнейшим ростом скорости ветра

включается система аэродинамического регулирования и

С уменьшает-

ся в соответствии с типичной зависимостью, показанной на рис. 26. Ре-

жим работы с переменным С обеспечивает постоянство генерируемой

мощности ВЭС.

Таким образом, с достаточной степенью точности, пренебрегая

трением, можно принять КПД ветротурбины η

= С.

Вращающий момент ветротурбины передается на повышающий

редуктор, коэффициент полезного действия которого зависит от переда-

ваемого момента. Типовые зависимости КПД зубчатых передач от ко-

эффициента загрузки при различных номинальных значениях КПД при-

ведены на рис. 27 [7].

Рис. 27. Зависимость КПД зубчатых передач от коэффициента загрузки

Особенностью режима работы генератора ВЭС является перемен-

ная частота вращения и, соответственно, переменная величина разви-

ваемой мощности в диапазоне скоростей ветра от минимальной до но-

минальной. Учитывая результаты исследований [8] и закон управления

ВЭС в системе электроснабжения, предусматривающий максимальное

использование энергии ветра [12], можно считать, в первом приближе-

нии, генератор ВЭС постоянно загруженным на номинальную габарит-

ную мощность при соответствующей частоте вращения. Тогда, КПД ге-

134

нератора ВЭС η

можно считать близким к номинальному практически

во всех режимах работы ВЭС.

Выпрямительно-инверторный преобразователь частоты характе-

ризуется коэффициентом полезного действия, зависящим от схемных

решений, параметров, законов регулирования вентильными блоками и

режимов работы ВЭС. Коэффициент преобразования трехфазного мос-

тового выпрямителя по мощности, при идеальных вентилях, определя-

ется выражением:

[]

)cos(cos6

−

γ+α+α

где

α – угол управления вентилями; γ – угол коммутации.

Очевидно, в наибольшей степени

зависит от α. Следователь-

но, с точки зрения энергоэффективности выпрямления переменного то-

ка, следует выбирать неуправляемые выпрямители с

α = 0, а регулиро-

вание величины напряжения осуществлять по каналу возбуждения ге-

нератора ВЭС. Коэффициент преобразования по мощности в этом слу-

чае изменяется в пределах 0,95–0,93 для режима нормальных нагрузок,

соответствующих максимальному значению

γ ≤ 20–30

Рис. 28. Зависимость η

ДЭС

от К

Принимая примерно такое же значение коэффициента преобразо-

вания по мощности для автономного инвертора, можно принять значе-

ние КПД статического преобразователя частоты

на уровне 0,87–

0,89.

0,1

0,2

0,4

ДЭС

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

135

Анализ коэффициентов полезного действия каналов ГЭК показы-

вает, что основным фактором, влияющим на КПД ДЭС

ДЭС

является

величина ее загрузки, а для ВЭС – скорость ветра. Графическая зависи-

мость

ДЭС

от К

показана на рис. 28. Количественные характеристики

КПД энергопреобразования ВЭС иллюстрируются зависимостью, при-

веденной на рис. 29. Сравнивая зависимости КПД ДЭС и ВЭС в функ-

ции от определяющих факторов: коэффициента загрузки и скорости

ветра, следует отметить меньшее максимальное значение

ВЭС

и зна-

чительное его снижение при работе станции со скоростью ветра боль-

шей номинальной расчетной.

Рис. 29. Зависимости η

ВЭС

, η

ГЭК1

, η

ГЭК2

от скорости ветра

В результате значение η

ГЭК

уменьшается по сравнению с η

ДЭС

во

всех режимах, а особенно значимо при скоростях ветра, превышающих

номинальную расчетную. Соответственно, увеличение мощности ВЭС

относительно ДЭС приводит к снижению результирующего коэффици-

ента полезного действия гибридного энергетического комплекса, что

иллюстрируется рис. 29: зависимости

ГЭК1

при мощности ВЭС 20% от

ДЭС и

ГЭК2

при увеличении мощности ВЭС до 40%. Вместе с тем,

увеличение доли ветроэлектростанции в суммарной мощности ГЭК по-

зволяет экономить топливо. Так, для типичных характеристик ДЭС

мощностью сотни кВт, уменьшение ее загрузки за счет ВЭС на 40% от-

носительно номинальной приводит к экономии топлива на 30% при

снижении КПД станции на 4–5% и снижении результирующего

КПД

ГЭК на 6–7% (см. рис. 28, рис. 29).

Увеличение энергоэффективности гибридных энергетических

комплексов может осуществляться путем оптимизации сочетания ха-

0,1

0,2

ГЭК1

min

2 3

V/V

, о.е.

ГЭК2

ВЭС

136

рактеристик электромашинного генератора ветроэлектростанции с ха-

рактеристиками ветротурбины для конкретных ветровых условий, а

также применением ДЭС с дизелем, работающим в режиме переменных

оборотов со стабилизацией выходного напряжения статическим преоб-

разователем частоты. Важнейшим достоинством таких электростанций

является сокращение расхода топлива за счет снижения оборотов ДВС с

уменьшением нагрузки станции.

Окончательное решение о

применении гибридных энергетических

комплексов, выборе их структуры и параметров следует принимать на

основе сопоставления технико-экономических характеристик вариантов

построения ГЭК.

3.4. Методика определения технико-экономических

характеристик автономных ветроэлектростанций

Основным типом ветродвигателя в настоящее время является дви-

гатель крыльчатой конструкции, в котором вращающий момент созда-

ется за счет аэродинамических сил, возникающих на лопастях рабочего

ветроколеса. В большинстве стран выпускают и применяют только

крыльчатые ветродвигатели. Они отличаются большими коэффициен-

тами использования энергии ветра и значительно большей быстроход-

ностью. Максимальное значение ξ

для быстроходных колес достигает

0,45–0,48.

Для оценки эффективности применения ВЭУ из кадастра ветро-

энергетических ресурсов должны быть определены следующие основ-

ные показатели для предполагаемого места установки станции:

– среднегодовая

ср.год.

V и среднемесячная

ср.мес.

V скорость ветра,

на уровне ступицы ветроколеса (м/с);

– время энергозатиший и отключения ВЭУ из-за сильного ветра на

уровне ступицы ветроколеса,

t, (час).

Техническая выполнимость проекта

Основными техническими характеристиками любой ВЭУ являют-

ся три критические скорости ветра, которые определяют ее рабочий ре-

жим:

V – минимальная или пусковая скорость – это скорость ветра

при которой происходит пуск ветроколеса;

V – рабочая скорость, т.е.

скорость ветра, при которой ВЭУ вырабатывает номинальную мощ-

ность;

max

V – буревая скорость, т.е. скорость ветра, при превышении

которой выработка электроэнергии невозможна, так как ВЭУ должна

быть остановлена во избежание механических повреждений.

137

Для наиболее распространенных в настоящее время ветродвига-

телей крыльчатой конструкции с горизонтальной осью вращения

= 2,0–4,0 м/с.

Соответственно, на сегодняшний день, проект электроснабжения

автономного объекта от ВЭУ технически возможен при выполнении ус-

ловия:

ср.год.

V > 2,0 м/с. В таблице 32 приведена шкала силы ветра по

Бофорту у земной поверхности (на высоте 10-ти метров над открытой

ровной поверхностью).

Т а б л и ц а 32

Баллы по

шкале

Бофорта

Характеристика

силы ветра

Скорость

ветра,

м/сек

Объективное проявление

0 Штиль 0 - 0,2 Штиль. Дым поднимается вертикально

1 Тихий 0,3 - 1,5

Дым начинает отклоняться от вертикального

положения, флюгеры, даже самые чувстви-

тельные, не вращаются

2 Легкий 1,6 - 3,3

Движение ветра ощущается лицом, шелест

листьев, приводятся в движение флюгеры,

ветрогенераторы входят в рабочий режим

3 Слабый 3,4 - 5,4

Листья и самые тонкие ветки деревьев колы-

шутся, развеваются флаги, установленные на

высоте

4 Умеренный 5,5 - 7,9

Ветер поднимает пыль и мелкие бумажки,

приводит в движение тонкие ветви деревьев

5 Свежий 8 - 10,7

Качаются тонкие стволы деревьев диаметром

2-4 см, на морских волнах появляются гре-

бешки, ветрогенераторы выходят на макси-

мальную мощность

6 Сильный 10,8 - 13,8

Качаются толстые сучья деревьев диаметром

6-8 см, слышен шум ветра в телеграфных

проводах

7 Крепкий 13,9 - 17,1

Качаются стволы деревьев в верхней их час-

ти идти против ветра неприятно

8 Очень крепкий 17,2 - 20,7

Ветер ломает сухие сучья деревьев, идти

против ветра очень трудно

9 Шторм 20,8 - 24,4

Небольшие повреждения; ветер срывает не-

закрепленные дымовые колпаки и ветхую

черепицу

10 Сильный шторм 24,5 - 28,4

Разрушения кровельных покрытий и неукре-

пленных конструкций, ослабленные деревья

вырываются с корнем, автоматическое от-

ключение ветрогенераторов

11 Жестокий шторм 28,5 - 32,6

Большие разрушения на значительном про-

странстве.

12 Ураган 32,7 и более ---

138

Примечания:

1. Шкала Бофорта - условная шкала для визуальной оценки силы ветра в баллах по

его действию на наземные предметы и по волнению на море.

2. Серым цветом выделен диапазон нормальной работы большинства стандартных

ветрогенераторов.

Определение установленной мощности ВЭУ

Принцип действия всех ветродвигателей заключается во враще-

нии ветроколеса с лопастями под напором ветра. Вращающий момент

ветроколеса через систему передач передается на вал генератора, выра-

батывающего электроэнергию.

Кинетическая энергия

W воздушного потока с площадью попе-

речного сечения

S, имеющего плотность ρ и скорость V равна:

ρ= .

Как правило, для упрощения расчетов и, учитывая сравнительно

малую изменчивость значений плотности, используют величину плот-

ности для стандартной атмосферы:

ρ = 1.226 кг/м

Механическая энергия ветродвигателя

вд

определяется коэффи-

циентом использования энергии ветра

вд

=ξ , зависящего от типа

ветродвигателя и режима его работы. Максимальное значение ξ для бы-

строходных колес достигает 0,45 – 0,48.

Электрическая мощность генератора ветроэнергетической уста-

новки может быть определена по формуле:

ξηπρ=

вэу

где

R – радиус ветроколеса; η – КПД электромеханического преобразо-

вателя энергии.

Так как величина электрической мощности, вырабатываемой

ВЭУ, пропорциональна кубу скорости ветра, суммарная установленная

мощность ветроэлектростанций

вэу

должна определяться в соответст-

вии со среднемесячной

ср.мес.

скоростью ветра в месте установки

станций, минимальной в течение года, и рабочей скорости ВЭУ, при ко-

торой она вырабатывает номинальную мощность.

При

ср.мес.

РP

ср.мес.

вэу

= .

139

При

ср.мес.

, РP =

вэу

где

Р – установленная мощность автономного объекта электроснабже-

ния, кВт.

Для современных конструкций ВЭУ величина

составляет:

= 7,0 – 12,0 м/с.

Т а б л и ц а 33

Показатель

Тип

ЛМВ1003, ЛМВ 2500, ЛМВ 3600, ЛМВ

10000

выходная мощность, Вт 1000 2500 3600 10000

скорость ветра, м/с:

пусковая

рабочая

буревая

2,5

3,1

лопасти ротора:

число

диаметр, м

ометаемая поверхность, м

3,0

7,065

19,6

38,5

частота вращения при

номинальной мощности, мин

320 350 430 280

максимальная частота

вращения, мин

775 450 450 350

регулирование частоты

вращения

наклонный флюгер (хвост) на шарнире

материал лопасти стеклоткань с эпоксидным компаундом

профиль лопасти NACA

4418

NACA

4415

NACA

4415

NFL 416

Быстроходность 6,08 9 9 9

Стоимость, руб 134513 201420 257802 568285

Расчет экономических показателей

Для определения критериев экономической эффективности ВЭУ

использованы технико-экономические показатели оборудования для

ветроэнергетики, выпускаемого отечественными производителями [3].

Проведенный сравнительный анализ стоимостных показателей

ветроустановок показал, что удельная стоимость 1 кВт установленной

мощности ВЭУ мало зависит от ее полной мощности, и составляет:

уст.уд

K = 40000 – 60000 руб/кВт.

В состав полнокомплектной ВЭУ входят электрический генера-

тор, мачта ВЭУ и ветроколесо, система контроля напряжения, инвертор,

140

аккумуляторная батарея. Полная стоимость комплектного оборудования

ВЭУ определяется из выражения:

уст

K =

вэууст.уд

PK ⋅ .

В таблице 33 приведены основные технические характеристики и

стоимость ВЭУ, выпускаемых СП "ЛМВ Ветроэнергетика".

К капитальным затратам на ВЭУ следует также отнести стоимость

проектных

пр

и строительных

стр

работ по определению место-

расположения и установки станции на местности. Значения этих статьей

расходов могут быть приняты, например такими:

МРОТ50

пр

⋅=

КК

уст

стр

где

k – коэффициент затрат на установку станции, (о.е.).

Затраты на установку станции включают в себя подготовку пло-

щадки и фундамента под ВЭУ и ее монтаж. Величина коэффициента

в расчетах принималась постоянной и равной 0,04.

К эксплутационным расходам следует отнести затраты на обслу-

живание

экс

и ремонт

рем

МРОТ36

экс

⋅=

, )(

струст

рем

КК

+⋅

где

рем

k – коэффициент затрат на ремонт (о.е.), принимаемый в нашем

примере равным 0,2.

Количество кВт·ч электроэнергии, которое способна выработать

ВЭУ в год, определяется из выражения:

)8760( −= , кВт·ч,

где

t – время энергозатиший и отключения ВЭУ из-за сильного ветра на

уровне ступицы ветроколеса, (час).

Литература к главе 3

Безруких П.П., Стребков Д.С. Возобновляемая энергетика: страте-

гия, ресурсы, технологии. М.: ГНУ ВИЭСХ, 2005. –с.5–70.

Ender C: Windener–gienutzung in der Bundes–republic Deuchland

Stand 30.06.2004. DEWI–Magazin, 2004, Nr.25, s. 14–25.

3. Энергетическое оборудование для использования нетрадицион-

ных и возобновляемых источников энергии./Под ред. В.И. Виссарионо-

ва. –М.: ВИЭН, 2004. – 448 с.